El megaproyecto iraquí que nadie pensó que sucedería está en camino de completarse

Simon Watkins

Mié, 11 de febrero de 2026 a las 8:00 AM GMT+9 8 min de lectura

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El progreso en los elementos clave del proyecto de cuatro frentes de TotalEnergies de 27 mil millones de dólares que definirá el sector petrolero y de gas de Irak en los próximos años oscila entre el 80% y el 95%, según informes del Ministerio de Petróleo del país. Esto va desde un 80% de finalización en los trabajos de rehabilitación de la primera Planta de Procesamiento Central, que se espera duplique la capacidad de producción de 60,000 a 120,000 barriles por día (bpd), hasta un 95% en el proyecto de oleoducto de exportación Artawi-PS1. En general, una fuente de alto nivel que trabaja muy de cerca con el Ministerio dijo en exclusiva a OilPrice.com durante el fin de semana: “Lo [de TotalEnergies] está haciendo exactamente lo que dijo que haría, adelantándose en varios aspectos, ya que se le ha permitido continuar con los proyectos con casi ninguna de las interferencias habituales del gobierno.” Añadió: “Si el resto del trabajo continúa así, entonces estamos ante posibles ganancias enormes en la producción de petróleo en un período relativamente corto.”

De hecho, es así, ya que el elemento clave del plan de cuatro partes de TotalEnergies — el Proyecto Común de Suministro de Agua de Mar (CSSP) — ha prometido durante mucho tiempo que Irak podría finalmente cumplir con su potencial completo de hidrocarburos y convertirse en uno de los tres principales productores de petróleo del mundo, quizás solo detrás de EE. UU. Como se analiza en detalle en mi último libro sobre el nuevo orden del mercado mundial del petróleo, el CSSP implica tomar y tratar agua de mar del Golfo Pérsico y luego transportarla mediante oleoductos a las instalaciones de producción de petróleo para mantener la presión en los yacimientos, lo que optimizará la longevidad y la producción de los campos. El plan básico para el CSSP es que inicialmente se utilice para suministrar alrededor de seis millones de bpd de agua a al menos cinco campos en el sur de Basra y uno en la provincia de Maysan, y luego se extienda para su uso en otros campos. Tanto los antiguos campos iraquíes de Kirkuk y Rumaila — el primero comenzando producción en los años 20 y el segundo en los años 50, habiendo producido alrededor del 80% de la producción total de petróleo del país — requieren una inyección de agua significativa y continua. La presión del yacimiento en el primero cayó significativamente después de producir solo alrededor del 5% del petróleo en lugar (OIP), mientras que Rumaila produjo más del 25% de su OIP antes de que fuera necesaria la inyección de agua, según la Agencia Internacional de Energía (IEA). Esto se debió a que la formación principal del yacimiento de Rumaila está conectada a un acuífero natural muy grande que ha ayudado a empujar el petróleo fuera del yacimiento.

Para alcanzar y mantener los objetivos futuros de producción de crudo de Irak durante cualquier período significativo, Irak tendrá necesidades totales de inyección de agua que equivalen aproximadamente al 2% de los flujos promedio combinados de los ríos Tigris y Éufrates o al 6% de su flujo combinado durante la temporada baja, según cifras de la IEA. Aunque las extracciones en estos niveles parecen manejables, estas fuentes de agua también deben seguir satisfaciendo otros sectores de uso final, incluido el enorme sector agrícola. Un ejemplo informativo en cuanto a la posible línea de tiempo para la finalización del CSSP es el caso de la expansión de la Planta de Agua de Mar de Qurayyah de Saudi Aramco. La expansión de 2 millones de bpd de una instalación existente tomó casi cuatro años desde la adjudicación del contrato de ingeniería, adquisición y diseño preliminar — en mayo de 2005 — hasta que el agua comenzó a fluir por primera vez a principios de 2009.

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El progreso en el CSSP ha sido menos directo, por decirlo suavemente. Se retrasó más de una década, ya que ExxonMobil de EE. UU. y la Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC) lucharon por el control del proyecto de infraestructura clave hasta que la firma estadounidense finalmente se retiró debido a crecientes preocupaciones sobre la falta de transparencia en todas las áreas del proyecto fuera de su control directo. Todo esto se alude en los informes de esa época de la respetada organización no gubernamental Transparencia Internacional (TI) en su ‘Índice de Percepción de Corrupción’. La publicación describió a Irak como uno de los peores países en indicadores de corrupción y gobernanza, con riesgos de corrupción agravados por la falta de experiencia en la administración pública, la débil capacidad para absorber la ayuda financiera, problemas sectarios y la falta de voluntad política para luchar contra la corrupción. TI añadió: “Enriquecimiento ilícito masivo, estafas en compras, lavado de dinero, contrabando de petróleo y sobornos generalizados en la burocracia han llevado al país a los peores puestos en los rankings internacionales de corrupción, alimentando la violencia política y dificultando la construcción efectiva del Estado y la prestación de servicios.” Concluyó: “La interferencia política en los órganos anticorrupción y la politización de los temas de corrupción, la debilidad de la sociedad civil, la inseguridad, la falta de recursos y las disposiciones legales incompletas limitan severamente la capacidad del gobierno para frenar eficazmente la corrupción en aumento.” Debido a los términos del contrato, la CNPC se encontró automáticamente en la posición de liderazgo del CSSP, pero también hizo pocos avances, dejando abierta la puerta para que TotalEnergies asegurara el contrato como parte del acuerdo más amplio de 27 mil millones de dólares de cuatro frentes.

Dado el progreso en este acuerdo, el potencial de ganancias en la producción de petróleo es enorme, y quedó claro ya en 2013, en la Estrategia Nacional de Energía Integrada (INES). Esta analizó en detalle tres perfiles realistas de producción futura de petróleo para Irak y lo que cada uno implicaría, como también se detalla en mi último libro. Específicamente, el escenario de mejor caso de la INES era que la capacidad de producción de crudo aumentara a 13 millones de bpd (para 2017), alcanzando ese nivel aproximadamente hasta 2023, y finalmente declinando gradualmente a unos 10 millones de bpd durante un período prolongado. El escenario de producción intermedia era que Irak alcanzara los 9 millones de bpd (para 2020), y el peor escenario de la INES era que la producción llegara a 6 millones de bpd (para 2020). Estas cifras comparan con la producción actual de Irak de 4 a 4.2 millones de bpd.

El componente de gas del acuerdo de cuatro frentes de TotalEnergies también puede considerarse crítico para su futuro a largo plazo, ya que impacta directamente en su capacidad para dejar de depender de Irán para las importaciones de gas y electricidad para su red eléctrica. Esto le proporcionó a Irán una influencia duradera sobre Irak, que utilizó para seguir exportando su propio petróleo en todo el mundo disfrazado de petróleo iraquí, como se analiza en detalle en mi último libro. Teherán también pudo usar esta influencia para construir amplios proxies militares en su vecino y expandir la influencia de la Crescenta de Poder Chií. Esto se aprovechó aún más como parte del plan de Irán para construir un ‘puente terrestre’ que atravesaría Irak hasta la costa mediterránea, que luego sería utilizado por Teherán para aumentar los envíos de armas a sus proxies militantes para su uso contra Israel.

La parte de gas del megacono de TotalEnergies implica la recolección y refinamiento del gas natural asociado que actualmente se quema en los cinco campos petroleros del sur de Irak: West Qurna 2, Majnoon, Tuba, Luhais y Artawi. Comentarios del Ministerio de Petróleo de Irak el año pasado destacaron que la planta involucrada en este proceso se espera que produzca 300 millones de pies cúbicos de gas por día (mcf/d) y duplique esa cantidad tras una segunda fase de desarrollo. El exministro de Petróleo iraquí, Ihsan Abdul Jabbar, también afirmó el año pasado que el gas producido en este segundo proyecto de TotalEnergies en el sur ayudaría a Irak a reducir sus importaciones de gas de Irán. Además, capturar con éxito el gas asociado en lugar de quemarlo también permitirá a Irak reactivar el también estancado proyecto petroquímico Nebras de 11 mil millones de dólares, que podría completarse en cinco años y generaría ganancias estimadas de hasta 100 mil millones de dólares para Irak durante su período inicial de 35 años.

De cara al futuro, parece muy probable que el proyecto energético de cuatro frentes de TotalEnergies de 27 mil millones de dólares se complete alrededor del año objetivo inicial de 2028, siempre que la gigante energética francesa continúe haciendo lo que está haciendo. Un elemento clave de esto es seguir resistiendo cualquier intento de diversos sectores del establecimiento iraquí de involucrarse en las sumas de dinero enormísimas involucradas en el proyecto para enriquecerse, a expensas del bien común del país. Un ejemplo claro fue la negativa rotunda de TotalEnergies a aceptar cualquier participación en el megacono de una reestablecida Compañía Nacional de Petróleo de Irak (INOC). Conocida ampliamente en Occidente como una de las organizaciones más corruptas que hayan operado en cualquier campo en cualquier parte del mundo, la participación propuesta de INOC en algunos de los proyectos fue rápidamente vetada por la gigante energética francesa “debido a la falta de claridad sobre el estatus legal de la empresa”. Posteriormente, en octubre de 2022, la Corte Suprema Federal de Irak invalidó la decisión de reestablecer la Compañía Nacional de Petróleo de Irak basándose en que varias de sus cláusulas fundacionales estaban en incumplimiento de la constitución.

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